13 Обязательный комплекс сведений и документов, используемый при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений углеводородов.

Заключительным этапом разведочных работ является составление отчета по подсчету запасов углеводородов и сопутствующих компонентов месторождения с утверждением их в Государственной комиссии по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ).

Утвержденные запасы углеводородов и геологическая модель месторождения является основой для составления проектных документов, определяющих методы и способы разработки эксплуатационных объектов.

На первом этапе составляется «Технологическая схема разработки», в которой проектируются основные методы освоения месторождения: количество и система размещения эксплуатационного фонда скважин, определяется необходимость организации заводнения объектов разработки, решается ряд других технологических и технических задач. При реализации метода разработки месторождения в рамках технологической схемы уточняется геологическая модель эксплуатационных объектов, их продуктивная характеристика, возможность объединения отдельных продуктивных пластов в общий эксплуатационный объект, выясняется необходимость изменения некоторых технологических параметров разработки.

По мере реализации технологической схемы, после получения дополнительной геолого-промысловой информации составляется «Проект разработки месторождения», на основе которого осуществляется эксплуатация месторождения в течение второго, третьего и четвертого этапов. При необходимости могут быть составлены «Дополнения» и «Уточнения» проектных документов.

В каждой из перечисленных работ содержится обширный блок фактических данных, характеризующих особенности геологического строения месторождения в целом и составляющих его залежей углеводородов. Полнота исследования геологического материала регламентируется руководящим документом – РД – 153-39-007-96, в котором определен обязательный перечень табличных и графических приложений, содержащих все основные геолого-промысловые характеристики, касающиеся внешнего и внутреннего строения залежей, физико-химические параметры флюидов, освещенность геофизическими и лабораторными методами исследований, приводятся данные о подсчетных параметрах и величине запасов УВ и др.

Ниже приводятся формы табличных приложений с примерами их заполнения по конкретным залежам, пластам, и скважинам с краткими пояснениями содержащейся в них информации.

Информация о внешней форме залежи углеводородов с выделением стратиграфических границ продуктивного пласта в целом и составляющих его пропластков, обоснованием раздела нефть-вода (ВНК) или условного подсчетного уровня (УПУ) приводится в таблице 3.

Характеристика общей и эффективной толщин продуктивного пласта с разделением на нефтегазонасыщенную и водонасыщенную дана в таблице 4. Здесь же приводятся данные об изменчивости толщин в пределах залежи (интервал изменения толщин в скважинах, коэффициент вариации толщин).

Фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта, такие как проницаемость, пористость, нефтенасыщенность (газонасыщенность), определенные на основании лабораторного изучения керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин приведены в таблице 5.

При изучении залежей большое значение придается исследованиям, характеризующим физико-химические свойства углеводородных флюидов и пластовой воды.

В таблице 6 дана характеристика физико-химических свойств и фракционного состава разгазированной нефти при стандартных условиях. Параметры нефти в пластовых условиях приведены в таблице 7.

Компонентный состав нефтяного газа разгазированной и пластовой нефти, изученный при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях, а также при дифференциальном разгазировании пластовой нефти представлен в таблице 8.

Солевой состав пластовой воды (содержание ионов), тип воды, наличие микроэлементов (B, J, Br) характеризуется таблицей 9, параметры пластовой воды в пластовых условиях – таблицей 7.

При определении коэффициента извлечения нефти (КИН) с использованием многофакторного статистического моделирования используются такие статистические показатели геологической неоднородности пласта, как коэффициент песчанистости (эффективной толщины) и коэффициент расчлененности. Характеристика и количественная оценка использованных данных при расчете указанных коэффициентов приведена в таблице 10.

В случае оценки коэффициента извлечения нефти с использованием эмпирического (покоэффициентного) метода одним из основных параметров является коэффициент вытеснения нефти водой или каким-либо другим агентом. Коэффициент вытеснения определяется по керну в лабораторных условиях. Пример определения коэффициента вытеснения с учетом остаточной нефтенасыщенности, зависящей от пористости и проницаемости пласта, приведен в таблице 11, методика расчета средневзвешенного по толщине эффективных пропластков значения коэффициента вытеснения показана в таблице 12.

Кроме перечисленных таблиц, которые являются обязательными, авторами отчетов и проектов могут быть приведены дополнительные таблицы, характеризующие какие-либо особенности строения изучаемых объектов.

В заключение, в геологической части проектных документов, приводятся данные о запасах углеводородов, подсчетные параметры, распределение запасов по категориям и, в случае необходимости, по куполам или участкам. Все эти данные сведены в таблицы 13 и 14 и служат основой для составления технологической, технической, экономической частей проектных документов на разработку месторождений.

Графическое сопровождение отчетов и проектов также регламентируется руководящим документом. Обязательными являются следующие графические приложения:

1. обзорная корта района масштаба 1: 500000 с нанесением на ней административных границ, гидрографической сети, дорог, населенных пунктов, железнодорожных станций и пристаней с контурами площади работ, в формате А4;

2. структурно-тектоническая карта (схема) района работ с границами тектонических элементов, дизъюнктивными нарушениями, локальными структурами, месторождениями нефти и газа, опорными и параметрическими скважинами, с контурами описываемых работ, в масштабе 1:500000, формат А4;

3. геолого-географический разрез площади работ, масштаб 1:2000 или 1:5000;

4. структурные карты по основным отражающим горизонтам, кровле и подошве продуктивных пластов с нанесением пробуренных и проектных скважин, контуров нефтеносности (газоносности); масштаб в зависимости от размеров объекта 1:10000 – 1:50000; на основе структурной карты по кровле продуктивного пласта строится «подсчетный план», на котором кроме скважин и контура нефтегазоносности должны быть нанесены границы категорий запасов, около каждой скважины помещаются данные, характеризующие ее состояние на дату подсчет: такие как текущий дебит, накопленная добыча, обводненность продукции, тип воды (пластовая или закачиваемая в пласт) или другая информация; при повторном подсчете запасов на подсчетном плане должны быть нанесены границы категорий запасов предыдущего подсчета;

5. геологические разрезы по профилям (продольный поперечный), иллюстрирующие модель строения объекта, на профиль наносятся пробуренные и проектные скважины;

6. карты эффективных нефте-газонасыщенных толщин, масштаб в соответствии со структурными картами;

7. схемы корреляции разрезов скважин в пределах продуктивных пластов, масштаб 1:200;

8. схема сопоставления разрезов скважин с данными результатов ГИС и опробования скважин для определения положения флюидальных разделов (ВНК, ГВК, ГНК).

При необходимости могут быть приведены карты отражающие динамику в пределах залежи макро- и микронеодифозности продуктивных пластов, а также различные графики зависимости различных параметров друг от друга.